登录注册
请使用微信扫一扫
关注公众号完成登录
我要投稿
近日,国家发改委、国家能源局印发《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》,引起行业广泛关注。为方便各方准确理解政策要求,推动分布式发电市场化交易试点工作顺利开展,《中国电力报》记者专访了国家能源局新能源司有关负责人,就《通知》内容进行了解读。
问:为什么开展分布式发电市场化交易试点?
答:分布式发电位于电力消费场所或与之相邻,所发电力无需远距离及升降压传输。与集中式发电供电方式相比,具有减少电力损耗、节省输电费用以及减少对土地和空间资源占用的优点,特别是可就近利用清洁能源资源。2013年国家发展改革委发布《分布式发电管理暂行办法》,国家制定了支撑分布式发电的一系列政策。各级电网企业建立了服务分布式发电接入电网运行的制度和工作机制。
近年来,分布式发电发展逐步加快。但是,由于现有电力系统的技术体系、管理体制、市场机制是按集中式发电供电模式设计的,分布式发电所需的电网公共服务、电力市场交易机制以及政府管理体制仍存在较多缺失,分布式发电在电力利用方面的节能、经济性和安全性等优势还未充分发挥。国家发展改革委、国家能源局组织分布式发电市场化交易试点的目的是探索与分布式发电相适应的电网技术服务管理体系、电力交易机制和输配电价政策改革等,在试点探索和评估总结基础上,最终形成可普遍适用的分布式发电的技术、市场和政策体系。
问:分布式发电市场化交易是否仅限于“自发自用、余电上网”的项目?
答:分布式发电的特征是接入配电网运行且发电量在所接入的配电网内就近消纳,同时需要符合能效、环保、安全等方面的要求。《通知》未对分布式发电作“自发自用、余电上网”的限定。除了“自发自用、余电上网”项目可开展交易,分散开发的光伏电站和风电场接入配电网符合《通知》规定条件和接网电压等级并就近消纳的项目都可以开展交易。
问:分布式发电市场化交易对项目规模有什么要求?
答:《通知》对参与分布式发电市场化交易的项目的规模,也就是向电网输入的最大功率作了限制:接网电压等级在35千伏及以下的项目容量不超过20兆瓦(有自身电力消费的,扣除当年用电最大负荷后不超过20兆瓦),之所以做这样的限定是为了确保分布式电源的发电量在接入电压等级范围内就近消纳。此外,也允许分布式电源接入110千伏配电网,项目容量可以超过20兆瓦但不高于50兆瓦,发电量在接入的110千伏电压等级范围内就近消纳。按照配电网的技术体系,一般最高的电压等级是110千伏,分布式电源馈入配电网的功率不能向110千伏以上传送。110千伏以上的电压等级是220千伏,如果向220千伏侧反送功率,就不是分布式电源了,应对其按集中式电源管理。西北电网、东北电网的电压等级分级有些特殊,可参照上述电压等级划分方法。
问:分布式发电市场化交易机制是什么?
答:分布式发电项目单位(含个人)与配电网内就近符合交易条件的电力用户进行电力交易,并以电网企业作为输电服务方签订三方供用电合同,约定交易期限、交易电量、结算电价、“过网费”标准及违约责任等。分布式发电项目单位首先与能消纳其全部上网电量的电力用户进行交易,特殊情况也不排斥与一家以上电力用户交易。运营配电网的电网企业(含社会资本投资增量配电网的企业,以下简称电网企业)承担分布式发电的电力输送,并配合有关电力交易机构组织分布式发电市场化交易,按政府核定的标准收取“过网费”。电网是一个电力输送、维持发用电平衡和系统稳定运行的平台,由于大多数分布式发电项目不能提供稳定发电,实际上电网企业要承担电力用户保底供电责任。
问:试点区域实行什么样的市场交易模式?
答: 一是直接交易模式。这也是本次试点的主推模式,分布式发电项目与电力用户进行电力直接交易,向电网企业支付“过网费”。交易范围首先就近实现,原则上应限制在接入点上一级变压器供电范围内。分布式发电项目自行选择符合交易条件的电力用户,并以电网企业作为输电服务方签订三方供用电合同,约定交易期限、交易电量、结算方式、结算电价、所执行的“过网费”标准以及违约责任等。
二是委托电网企业代售电模式。分布式发电项目单位委托电网企业代售电,电网企业对代售电量按综合售电价格(即对所有用户按照售电收入、售电量平均后的电价),扣除“过网费”(含网损)后将其余售电收入转付给分布式发电项目单位。双方约定转供电的合作期限、交易电量、“过网费”标准、结算方式等。该模式主要是考虑有些分布式电源很小,如家庭(个人)屋顶光伏发电(3-20千瓦);以及有些项目虽然容量较大,但自己没有能力或不愿花费精力寻找直接交易对象等原因,希望电网公司代理售电。关于综合售电价格,《通知》未作明确规定,留给试点地区的电网企业,由其结合实际确定分布式发电消纳范围,考虑所涉及电力用户的电价差别等因素确定。
三是电网企业按标杆上网电价收购模式。在试点地区不参与市场交易的分布式发电项目,电网企业按国家核定的各类发电的标杆上网电价全额收购上网电量,但国家对电网企业的度电补贴要扣减配电网区域最高电压等级用户对应的输配电价。该模式实际上是将电网企业作为分布式电源的购电方,主要考虑是在试点地区已经存在的分布式电源,现在已执行电网企业全额收购,也不一定非要改为前两种,而且在试点完成全面实行分布式发电市场交易后,如果有的地方依然选择电网企业统一收购分布式发电项目电量的模式,也应允许。还有特殊情况,直接交易的分布式发电项目失去了与其交易的用户或在就近范围不存在符合条件的交易对象,而所在区域又没有电网代售电模式,则分布式发电项目发电量仍应由电网企业收购,此时也是一个兜底方式。对分布式发电项目单位而言,这与现在电网企业按标杆上网电价收购没任何区别;但对电网企业而言,国家在补贴政策上要扣除未承担输电业务的上一电压等级的输电价格,其结果是减少了国家的补贴支出。
问:“过网费”标准确定原则是什么?
答:“过网费”是指电网企业为回收电网投资和运行维护费用,并获得合理的资产回报而收取的费用,其核算在遵循国家核定输配电价基础上,考虑分布式发电交易双方所占用的电网资产、电压等级和电气距离。分布式发电“过网费”标准按接入电压等级和输电及电力消纳范围分级确定。当分布式发电项目总装机容量小于供电范围上年度平均用电负荷时,即可认定该项目的电量在本电压等级范围消纳,执行本级电压等级内的“过网费”标准,超过时执行上一级电压等级的过网费标准(即扣减部分为比分布式发电交易所涉最高电压等级更高一电压等级的输配电价)。此时该分布式电源对电网运行的影响已扩大到上一级电压等级范围,已按接入上一级电压等级配电网对待,理应承担上一级电压等级的过网费。分布式发电项目接入电网电压等级越低且消纳范围越近,则“过网费”越少。
过网费=电力用户接入电压等级对应的输配电价-分布式发电市场化交易所涉最高电压等级输配电价。例如,某电力用户以10千伏电压等级接入电网,一个5兆瓦分布式发电项目接入该10千伏线路所在变电站的高压侧35千伏,则过网费=10千伏输配电价-35千伏输配电价;若一个30兆瓦分布式发电项目接入35千伏侧,但功率已超过该电压等级供电范围平均用电负荷,则过网费=10千伏输配电价-110千伏输配电价。
问:“过网费”标准如何制定?
答:“过网费”由试点地区省级价格主管部门会同能源主管部门提出具体的核定标准和办法,省级价格主管部门依据国家输配电价改革有关规定制定,并报国家发展改革委备案。与分布式发电项目进行直接交易的电力用户应按国家有关规定缴纳政府性基金及附加。但是按《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》,对分布式光伏发电自用电量免收可再生能源电价附加等针对电量征收的政府性基金,对此类分布式应落实好相关政策。“过网费”核定前,暂按电力用户接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价(含政策性交叉补贴)扣除分布式发电市场化交易所涉最高电压等级的输配电价执行。
问:消纳范围如何认定?
答:分布式发电项目应尽可能与电网联接点同一供电范围内的电力用户进行电力交易。开展试点的消纳范围可以是同一台区、同一座变电站(电压等级在110千伏及以下)、跨越不同变电站(变电站之间存在110千伏及以下的线路直接联系)等几个情形。但不宜跨更高电压等级消纳,即若变电站之间无110千伏及以下的线路直接互联,需要通过220千伏及以上电压等级转供的,不属于试点所推行的分布式发电市场所交易所适合的范围。为此,分布式发电市场化交易所涉及的最高电压等级不应超过110千伏。
各分布式发电项目的电力消纳范围由所在市(县)电网企业及电力调度机构(含增量配电网企业)核定,报当地能源监管机构备案。由于分布式发电项目同一接入网点的容量后续可能变化,所接入变电站的年度平均用电负荷也是变动的,为此,电网企业每年都要对分布式发电项目所进行电力交易涉及的电压等级及范围核定。
问:如何组织分布式发电市场化交易?
答:一是建立分布式发电市场化交易平台。试点地区可依托省级电力交易中心设立市(县)级电网区域分布式发电交易平台子模块,或在省级电力交易中心的指导下由市(县)级电力调度机构或社会资本投资增量配电网的调度运营机构开展相关电力交易。在省级电力交易机构可以提供分布式发电市场化交易服务的条件下,可由省级电力交易机构承担,但该交易不同于常规电力交易,为此应制定专门的交易规则。考虑到分布式发电市场化交易是一种简易电力交易行为,如果市(县)级电网企业有能力组织,也可以将交易平台设在市(县)级电网企业,更便于将交易与电网运行、电费收缴、结算相衔接。
二是审核交易条件。符合市场准入条件的分布式发电项目,在已向当地能源主管部门办理项目备案的前提下,经电力交易机构进行技术审核后,就可与就近电力用户按月(或年)签订电量交易合同,在分布式发电交易平台登记。经交易平台审核同意后供需双方即可进行交易,购电方应为符合国家产业政策导向、环保标准和市场准入条件的用电量较大且负荷稳定企业或其他机构。电网企业负责核定分布式发电交易所涉及的电压等级及电量消纳范围。
问:分布式发电市场化交易平台应有哪些技术要求和条件?
答:一是分布式电力交易信息管理系统。交易平台应具备以下主要功能:申请参与分布式电力交易、递交双边电力交易合同、接受分布式售电方上网交易电量预测。交易平台负责对交易双方资格进行审核,对交易电量进行计量和结算。
二是分布式电量供需平衡管理。不要求分布式发电(尤其是光伏和风电)作为售电方的上网电力与购电方的用电负荷实时平衡。分布式发电企业与用户的供需合同为电量交易合同,实时供电和偏差电量均由调度机构自动组织实现电力电量平衡。调度机构(一般由地调承担或增量配电网调度机构承担)负责建立分布式发电(电量)交易结算系统,按月进行购售电量平衡并结算。
问:交易规则如何编制?
答:试点地区的省级发展改革委(能源局)与国家能源局派出机构,在省级电网公司技术支持下,编写区域分布式电力交易规则。交易规则应至少包括以下方面内容:一是交易模式,应说明选择哪一种交易模式,明确交易双方和电网企业的权利、责任和义务,提供交易合同的模板;二是电力电量平衡机制,主要是明确电网企业在分布式发电项目不能按预测发电或少发电时调用其他电力来源(如从上级电网购电)满足系统发用电平衡以及用户的可靠供电;三是电费收缴和结算,明确电网企业负责电力用户全部电量的计量和电费收缴,将交易部分电量扣除“过网费”后支付给分布式发电项目单位;四是“过网费”标准,应按《通知》中“过网费”核定原则,结合当地实际,明确不同消纳范围的“过网费”收缴。
问:电网企业应承担哪些责任和服务?
答:一是电网企业对分布式发电的电力输送和电力交易提供公共服务,只向分布式发电项目单位收取政府核定的“过网费”;二是依托电力交易中心或市(县)级电力调度机构或社会资本投资增量配电网的调度运营机构建设分布式发电市场化交易平台;三是电网企业及电力调度机构负责电力电量平衡和偏差电量调整,确保电力用户可靠用电以及分布式发电项目电量充分利用,也就是说保障用户可靠供电仍由电网企业负责,仅仅是在电网企业与用户的电费结算中将分布式发电交易电量对应的电费在扣除过网费后转付给分布式发电项目单位;四是电网企业负责交易电量的计量和电费收缴,交易平台负责按月对分布式发电项目的交易电量进行结算;五是在实行可再生能源电力配额时,通过电网交易的可再生能源电量计入当地电网企业的可再生能源电力配额完成量。
问:有关补贴政策标准如何确定?
答:纳入分布式发电市场化交易试点的可再生能源发电项目建成后自动纳入可再生能源发展基金补贴范围,按照全部发电量给予度电补贴。光伏发电、风电度电补贴标准适度降低。单体项目容量不超过20兆瓦的,度电补贴需求降低比例不得低于10%;单体项目容量超过20兆瓦但不高于50兆瓦的,度电补贴需求降低比例不得低于20%。度电补贴均指项目并网投运时国家已公布的标准,度电补贴标准降低是针对启动分布式市场化交易试点后建成投运的项目。享受国家度电补贴的电量由电网企业负责计量,补贴资金由电网企业转付,省级及以下地方政府可制定额外的补贴政策。
问:分布式发电市场化交易机制对电网企业的利益是如何考虑的?
答:电网是电力生产、输送和使用的公共平台。分布式发电交易需要电网企业提供分布式电源并网运行、输电、以及保障电力用户可靠用电的技术支持,提供发用电计量、电费收缴等服务,这些都增加电网企业的运营成本;特别是分布式发电交易不支付未使用的上一级电压等级的输电价格,与全部由电网企业供电相比,这部分电量对应的电网企业的售电(或输配电价)收入就减少了。由于分布式发电及市场化交易改变了电网的运营方式,给电网企业增加的成本是多因素共同作用下的一个综合结果,需要在试点中监测评估并逐步厘清。一个基本的原则,在电力改革后,国家对电网企业实行准许收入管理,分布式发电市场化交易给电网企业增加的成本,全部计入核定区域输配电价的总成本予以回收。
相关阅读:
特别声明:北极星转载其他网站内容,出于传递更多信息而非盈利之目的,同时并不代表赞成其观点或证实其描述,内容仅供参考。版权归原作者所有,若有侵权,请联系我们删除。
凡来源注明北极星*网的内容为北极星原创,转载需获授权。
5月28日,安徽省能源集团所属皖丰长能公司通过能源聚合商模式,助力长丰能源综合改革创新试点完成全省第一单分布式光伏聚合交易,在安徽省内实现零的突破。为进一步完善绿色电力和绿证的市场化交易机制,促进分布式新能源的发展和应用,围绕省政府关于支持分布式光伏市场化交易试点的相关要求,省能源
5月28日至29日,安徽电力交易中心组织开展6月份月度绿色电力挂牌交易,按照安徽省能源局相关文件,长丰下塘工业园区3家分布式光伏(总装机3.12兆瓦),由能源聚合商皖丰长能代理,试点参与交易,成交电量92兆瓦时,绿色权益价格18.65元/兆瓦时,是安徽探索分布式发电聚合参与市场的首单交易。
最近,国家能源局新能源处、电规总院清洁能源研究院一行,来盐城供电公司怡宁能源科创产业园,调研微电网项目,观看了园区绿色用能、微网自治、参与电网响应等建设运营情况的介绍视频,充分肯定了园区建设新型能源体系和新型电力系统、推广源网荷储一体化场景应用所取得的经验和成绩。微电网实质上是个
北极星售电网获悉,近日,上海市发展和改革委员会针对《关于深化电力市场化改革加快构建新型电力系统的建议》作出答复,指出,通过建立省间资源对接机制,市内绿电交易机制,收益分配机制,探索分布式绿电交易试点等措施,力争到2025年,上海市绿电交易规模达到50亿千瓦时以上;到2030年,绿电交易规模
4月16日,申能股份发布公告称,经统计,2024年第一季度控股发电企业完成发电量155.42亿千瓦时,同比增加15.9%。其中:1、煤电完成113.16亿千瓦时,同比增加10.0%,主要是市内用电量增长。2、天然气发电完成21.21亿千瓦时,同比增加71.2%,主要是市内用电量增长及发电用天然气安排影响。3、风力发电完成
1月20日,申能股份发布《023年度控股发电量完成情况公告》。根据公告显示,2023年申能股份控股发电企业完成发电量551.11亿千瓦时,同比增加2.6%。其中:1、煤电完成402.01亿千瓦时,同比减少1.7%,主要是市内发电结构影响。2、天然气发电完成71.76亿千瓦时,同比增加28.8%,主要是发电用天然气安排影响
为贯彻落实《教育部办公厅关于加快推进现代职业教育体系建设改革重点任务的通知》等文件精神,2024年1月10日,全国光伏行业产教融合共同体成立大会在山东理工职业学院隆重举行。中国电力教育协会副会长兼秘书长、全国电力行指委副主任委员白俊文,山东省能源局总工程师盖文仁,山东省能源局新能源和可
北极星售电网获悉,中共四川省委四川省人民政府发布关于支持乐山高质量发展加快提升区域中心城市能级的意见(2023年12月8日),其中提出,要优先将符合条件的省内改革试点、探索示范任务赋予乐山,支持乐山积极争取国家级试点示范。支持适时申报开展集成授权改革试点,深化峨眉山市成渝地区双城经济圈
北极星氢能网获悉,11月21日,鲲华科技第二代兆瓦级燃料电池发电系统鲲鸿·EM正式发布。据鲲华科技高级副总裁吴兵介绍,鲲鸿·EM额定功率为1MW,并可拓展至1.3MW,交流净发电效率不低于50%,热电联供综合效率不低于90%。作为鲲华研发的第二代氢能发电系统,鲲鸿·EM采用了一系列全新的架构设计,具有用
北极星氢能网获悉,11月15日,浙江嘉兴市发改委关于构建氢电融合的新型能源体系保障双碳目标实现的提案做出答复,其中指出:加大氢能分布式发电示范推介力度,充分发挥新能源汽车推广应用奖补资金、两化改造政策扶持作用,支持氢燃料汽车产业链上重大项目建设原文如下:对市政协九届二次会议第355号提
10月25日,国家发改委等4部门联合发布《关于促进炼油行业绿色创新高质量发展的指导意见》(以下简称《指导意见》。《指导意见》提出,积极引导清洁能源、绿电替代,推进现有燃煤自备电厂(锅炉)清洁能源替代,鼓励企业积极探索研究太阳能供热在炼油过程中的应用,鼓励企业因地制宜优先采用公用电、集
6月20日,中国电力发布公告称,公司及其附属公司于2024年5月的合并总售电量为1144.92万兆瓦时,较去年同期增加28.11%;而2024年首5个月的合并总售电量为5244.55万兆瓦时,较去年同期增加32.70%。其中,2024年5月,公司全资拥有或控股的发电厂光伏售电量2,392,466兆瓦时,同比增长108.44%;1-5月光伏售电
北极星售电网获悉,山东电力交易中心发布2024年05月代理购电电量及构成,详情如下:2024年05月代理购电电量及构成目前代理购电客户以月度为周期进行结算,2024年5月份代理购电售电量205.52亿千瓦时(表1)。
2023年度北京市供电服务质量监管报告显示,国网北京市电力公司供电营业区面积1.64万平方公里,服务人口2185.8万,用户数量976.85万户,其中企业用户6.09万户,居民用户970.76万户。2023年,全年售电量1285.52亿千瓦时。详情如下:
5月22日,国网西藏电力有限公司对外发布《初心如磐使命在肩——国网西藏电力有限公司社会责任报告(2023)》(以下简称:《报告》),披露公司2023年积极履行社会责任有关情况,积极主动架起电网企业与社会各界沟通的桥梁。报告指出,2023年,面对电力保供、藏电外送、清洁能源消纳等重大挑战与机遇,
北极星售电网获悉,近日,山东电力交易中心发布次日电网企业代理非市场用户每个交易时段的购、售电量预测,2024年4月份预测非市场化售电量196.39亿千瓦时。详情如下:次日电网企业代理非市场用户每个交易时段的购、售电量预测目前非市场化客户以月度为周期进行结算,2024年4月份预测非市场化售电量196.
北极星售电网获悉,山东电力交易中心发布电网企业代理非市场用户每个交易时段的购、售电量,2024年3月份非市场化售电量227.01亿千瓦时。详情如下:电网企业代理非市场用户每个交易时段的购、售电量目前非市场化客户以月度为周期进行结算,2024年3月份非市场化售电量227.01亿千瓦时(表1)。表1.3月份非
北极星电力网获悉,4月25日,华润电力在港交所公告,2024年3月附属电厂售电量达到1661.43万兆瓦时,同比增加了1.2%,其中,附属风电场售电量达到461.37万兆瓦时,同比增加了30.8%;附属光伏电站售电量达到57.1万兆瓦时,同比增加了262.5%。一季度附属电厂累计售电量达到4925.84万兆瓦时,同比增加了5.2
4月16日,国网新疆电力有限公司最新统计数据显示,新疆电网2024年一季度售电量达到543.86亿千瓦时,同比增长25.21%,售电规模为西北五省区电网首位,新疆经济显现强劲、可持续发展态势,取得“开门红”。从全社会售电量数据来看,新疆第二产业是拉动今年一季度售电量显著增长的“主力军”,其售电量达
目前非市场化客户以月度为周期进行结算,2024年3月份预测非市场化售电量225.16亿千瓦时(表1)。表1.3月份预测非市场化售电量结构统计表单位:亿千瓦时
3月5日,十四届全国人大二次会议首场“部长通道”在人民大会堂举行。国务院国有资产监督管理委员会党委书记、主任张玉卓受邀接受采访。张玉卓表示,今年头两个月,形势持续向好,一些重点行业表现好,中央企业的社会售电量增长13%。以下为现场实录:01聚焦“高”“质”“量”发展,加快推进中央企业高
2月26日,华润电力发布公告称,该集团2024年1月附属电厂售电量达到1890.15万兆瓦时,同比增加了28.9%。其中,附属风电场售电量约373.9万兆瓦时,同比增加了1.5%;附属光伏电站售电量约38.9万兆瓦时,同比增加了224.6%。
2024年6月22日,华润电力第二届电力交易员大赛在山东济南圆满落幕。本次比赛,北方大区营销售电业务积极贯彻大区“北疆先锋”党建品牌建设,由大区本部第二党支部牵头,抽调来自内蒙古、山西、宁夏、新疆的电力交易精英共18名选手,组建北疆先锋代表队,并在比赛中荣获佳绩,彰显北疆先锋风采。其中由
6月26日,甘肃电力交易中心举办“走进电力交易中心”开放日活动。华北电力大学、兰州理工大学和在甘中央网络媒体及甘肃网络媒体、市场主体等40余人参加活动,一起走进了解电力交易。本次“开放日”活动深入践行电力市场宣传服务月专项活动,全面宣传普及电力市场知识,帮助经营主体更好参与市场交易,
北极星售电网获悉,江苏电力交易中心发布2024年6月江苏电力市场购电侧月内合同电量转让交易公告,申报时间为2024年6月28日10:00至11:00。详情如下:
北极星售电网获悉,近日,华东能源监管局发布了关于印发《长三角省市间富余需求侧可调节资源互济交易规则(试行)》的通知。需求侧互济交易是由保供能力富余省(以下简称“富余省”)的虚拟电厂、可调节负荷等需求侧资源主动减少用电负荷,向电力缺口省(以下简称“需求省”)让渡电能的跨省交易。需求
北极星售电网获悉,重庆电力交易中心发布5月发电装机及分类型总体情况信息,详情如下:
江苏省内分布式光伏项目在电力交易中心注册流程来了,详情见下:
江苏省内分布式光伏项目在电力交易中心注册流程
“通过线上平台成功录入50万元半年期承兑汇票信息,不仅操作简单便捷,还减轻了企业流动资金压力。”近日,益海(盐城)粮油工业有限公司财务人员胡悦通过国家电网电费网银平台,只需上传银行开出的电子承兑汇票,就可作为5月份公司需要缴纳的电费,解决了燃眉之急。“相较于普通企业,我们对参与绿电
近几年来,综合能源服务新业态吸引了诸多民营社会资本的积极参与。然而,在踏入这一市场后,不少民营企业却栽了不少跟头。(来源:微信公众号“IESPlaza综合能源服务网”作者:IESPlaza)从初入行业的“憧憬无限”,到如今的“叫苦不迭”,在众多矛盾的交织下,民营企业面临着哪些困境,又该如何绝处逢
近日,越秀新能源在广东省电力交易中心平台完成了第一笔户用分布式光伏绿色电力交易,成功售出179.23万度绿色电力。此次越秀新能源以旗下全资项目公司广州越晟光伏科技有限公司运营的项目作为绿电交易主体,以“连续竞价、滚动撮合”的方式参与了广东省5月绿电事后集中交易,成交量达到可供交易的最大
在5月31日结束的2024年1月至4月用电侧偏差互保交易中,“2月”出现了较为罕见的卖方“地板价”抛售的现象,那么卖方为何不惜巨大利损也要果断出手?这样又是否经济呢?对用电侧的卖方而言,其挂牌需求的产生,对应其负偏差,即实际结算电量小于合约电量。若合约电量成功售出,则其损失或收益为合同价格
请使用微信扫一扫
关注公众号完成登录
姓名: | |
性别: | |
出生日期: | |
邮箱: | |
所在地区: | |
行业类别: | |
工作经验: | |
学历: | |
公司名称: | |
任职岗位: |
我们将会第一时间为您推送相关内容!